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我国储能市场将大规模商业化2019iyiou

发布时间:2019-05-14 19:03:47

我国储能市场将大规模商业化

6月7日能源局下发《关于促进电储能参与 三北 地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》。通知要求, 三北 地区原则上可选取不超过5个电储 能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点,发挥电储能技术优势,建立促进可再生能源消纳的长效机制;鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储 能企业等投资建设电储能设施;在发电侧建设的电储能设施,或作为独立主体参与辅助服务市场交易;在用户侧建设的电储能设施,可视为分布式电源就近向电力用户出售;用户侧建设的一定规模的电储能设施,可作为独立市场主体,深度调峰。

规定:建设在发电厂的储能设施(储电、电供热储能),可与发电厂联合参与调峰,也可以独立主体参与调峰。其中,建设在风光电站的电储能设施,优先考虑风光电站使用后,富裕能力可参与辅助服务市场。用户侧储能设施(储电、电供热储能)仅可参与深度调峰与启停调峰储能调峰如何结算:建设在发电厂的储能设施,放电电量按照发电厂相关合同电价结算;用户侧储能设施,按市场规则自行购买电量,放电时,可就近向电力用户出售电力获得收益。

充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰,视为一台稳燃功率相当的火电机组启停调峰

储能参与调峰辅助服务大大挺高了经济性

《通知》的出台,实质上给了储能正当的身份,可以参与 三北 地区调峰服务。储能终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用,直接的制约因素还是在于其经济性。

三北地区中,东北电对于调峰的补偿标准较高,因此以参与东北电调峰辅助服务为例,计算储能收益。储能系统在谷段或平段充电,峰段将电全部放光,高峰放电时获得售电收益,谷段和平段的充电可参与辅助服务市场调峰,获得调峰收益。一套储能系统在上述时段划分下,一天可进行2次满充满放。

布置一套10MW/4h的储能系统,并假设其放电时上电价采用风电上电价核算,则其参与调峰的总收益计算如下:

(1)每天调峰收益

每次可下调电量40MWh,按照补偿量值高的东北电计算,其每天的补偿费用为:40MWh*300元/MWh*2h=24000元

(2)每天售电收益

按照《通知》的规定,建设在发电端的储能设施,售电按电厂上电价计算,因此储能高峰放电按风电上电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售,且充放电效率为100%,每天的售电收益为:40MWh*1000*0.5元/kWh*2=40000元

(3)全年收益

全年按360天计算,假设每天都是理想状态,低充高放,则全年收益为2304万元。

(4)投资回收期

假设一套储能系统的成本为3000元/kWh,10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元。则整个系统的投资回收期为5.2年。

每天2次循环,5.2年共计循环3744次(2次 360天 5.2年),锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。

如果储能不参与调峰辅助服务,仅仅削峰填谷,使用风电场电力充电,仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万(40000元 360天),投资回收期8.3年,调峰服务的放开,回收期变为5.2年,储能参与调峰辅助服务,可以大大缩短投资回收期。

调峰辅助服务对储能开放,可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电,其修订的两个细则中,以调节幅度来衡量、计算补偿收益,调峰补偿因此大幅增加,考虑到储能可获得正负100%的调节幅度,在津京唐市场中,储能是非常占优的调峰资源,可以获得更高的收益。

可以看到,储能正在进入商业化提速的阶段。积极布局,拥抱储能,它的时代已经来临!

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